Abstrak —Dalam  penelitian  ini  telah  dilakukan  perancangan pabrik Integrasi Mini LNG Plant dan Regasifikasi Storage Unit dengan  kapasitas  produksi  LNG  20  MMSCFD  (140.000 ton/tahun),  waktu  operasi  24  jam  dan  330  hari/tahun.  Tujuan perancangan  Integrasi  Mini  LNG Plant dan  Regasifikasi Storage  Unit adalah  untuk  memenuhi  kebutuhan  LNG  di Smelter Banjarmasin sebesar 15 MMSCFD (105.000 ton/tahun). Mini  LNG Plant ini  direncanakan  akan  didirikan  di  Kota Gresik,  Provinsi  Jawa  Timur.  Alasan  pemilihan  tempat  ini adalah karena letaknya yang dekat dengan sumber bahan baku, yaitu dibeli dari Pertamina Hulu Energi (PHE) yang didapatkan dari  sumur  Poleng,  lepas  pantai  Pulau  Madura  bagian  utara. LNG  ini  nantinya  diharapkan  dapat  memenuhi  kebutuhan  di Smelter  Banjarmasin,  Kalimantan  Selatan.  Proses  pembuatan LNG  dari  gas  alam  pabrik  ini  menggunakan  proses on-shore LNG dengan rangkaian proses berturut-turut sebagai berikut: penghilangan  CO 2 dan  H 2 S  menggunakan amine  absorbtion dengan solvent MDEA,  penghilangan  kandungan  air  dengan molecular  sieve ,  refrigerasi  dan  pencairan  gas  alam menggunakan Single  Mixed  Refrigerant dengan  bahan Mixed Component  Refrigerant .  Sedangkan  untuk  regasifikasi  proses yang terjadi adalah menggunakan Open Rack Vaporizers . Dari rangkaian proses ini menghasilkan produk LNG kapasitas 18,29 MMSCFD  (128.000  ton/tahun)  dengan  kadar  HHV  1061 BTU/scf,  LPG  Mix  1,094  MMSCFD  (8.000  ton/tahun), condensate 0,2229  MMSCFD (2.000  ton/tahun)    Pendirian pabrik ini menggunakan dana investasi yang berasal dari modal sendiri  sebesar  20%  biaya  investasi  dan  modal  pinjaman sebesar  80%  biaya  investasi  dengan  bunga  12%.  Dari  analisa perhitungan  ekonomi,  didapatkan  hasil  investasi  sebesar 81.667.000  US$  dengan  IRR  investasi  sebesar  33,83%,  POT selama 4 tahun 2 bulan, dan NPV 12 tahun sebesar 59.990.000 US$
Kata Kunci —Mini LNG plant , Regasifikasi Storage Unit , Gresik, Smelter Banjarmasin.

## I. PENDAHULUAN
AS  alam  atau  biasa  disebut  dengan  gas  bumi  adalah bahan  bakar  yang  terbentuk  dari  fosil.  Sebagian  besar komonen  gas  alam  terdiri  dari  metana  (CH 4 )  dan  sisanya adalah gas hidrokarbon yang lain seperti etana, propana,butana,  pentana,  juga  gas-gas  yang  mengandung sulfur  dan  bahan-bahan  yang  lain.  Biasanya  ditemukaan  di ladang  minyak,  ladang  gas  bumi,  dan  tambang  batu  bara. Karakteristik gas alam pada keadaan murni antara lain tidak berwarna, tidak berbentuk, dan tidak berbau. Selain itu, gas alam  mampu  menghasilkan  pembakaran  yang  bersih  dan hampir  tidak  menghasilkan  emisi  buangan  yang  dapat merusak lingkungan.
Selain  itu,  gas  alam  yang  dimiliki  Indonesia  juga merupakan  salah  satu  kekayaan  alam  yang  cukup  banyak.
Menurut data ESDM 2013, Indonesia memiliki cadangan gas bumi yang besar dengan nilai gas bumi yang telah terbuktikan sebesar  101,54  TSCF,  potensial  sebesar  48,85  TSCF,  dan total 150,39 TSCF. Kondisi ini menunjukan bahwa gas alam yang dimiliki oleh Indonesia berpotensi tinggi untuk dikelola lebih lagi untuk memenuhi kebutuhan energi. Karena manfaat dan keunggulan dari gas alam menyebabkan gas alam banyak diminati  di  dunia  industri  sebagai  bahan  bakar.  Salah  satu solusi  untuk  mengatasi  permintaan  dan  pasokan  gas  adalah dengan  menyalurkan  gas  alam  sebagai  LNG  ( Liquefied Natural Gas ).
Liquefied  Natural  Gas (LNG)  adalah  produk  pengolahan gas  alam  yang  dicairkan  dengan  cara  didinginkan  pada temperatur sekitar -160°C dan pada tekanan atmosfer. Proses tersebut juga berfungsi untuk menghilangkan ketidakmurnian dan hidrokarbon berat pada gas alam. Dengan pencairan gas alam, volume spesifik gas akan  mengecil  hingga 1/600 kali lipat dibandingkan dengan kondisi awalnya.
Namun,  seiring  dengan  peningkatan  kebutuhan  gas  alam pada  kenyataanya  masih  ada  permasalahan  distribusi  yang kurang  merata  di  berbagai  daerah.  Untuk  menyelesaikan masalah  ini,  beberapa  perusahaan  mulai  membuat  saluran pipa-pipa gas dan kendaraan truk pengangkut LNG. Namun untuk  menyuplai  gas  alam  pada  daerah  jarak  jauh  dan melewati laut, penggunaan sistem transportasi menggunakan pipa dan truk pengangkut menjadi terkendala karena kurang efektif dan membutuhkan biaya yang lebih besar . .Pemanfaatan  gas  alam  sebagai  bahan  bakar  dapat menghemat biaya kapital, menaikkan efisiensi bahan bakar. Pendirian plant LNG  dengan  kapasitas  kecil  yang  biasa disebut  dengan  Mini  LNG plant, dapat  menjadi  salah  satu solusi  untuk  memberikan  supply  LNG  dengan  jumlah  yang sesuai  dengan  kebutuhan . Pada  dasarnya,  teknologi  yang digunakan  pada  mini  LNG plant merupakan  penggabungan dari  teknologi  pencairan,  transportasi,  penyimpanan  dan regasifikasi  LNG.  Dengan  kapasitas  antara  3  hingga  30 MMSCFD  (  sekitar  2.000  hingga  500.000  ton/tahun),  Mini LNG plant merupakan  pilihan  yang  potensial  untuk mengangkut  gas  alam  ke  daerah  penerima  yang  terpencil, ketika mode transportasi lainnya dinilai tidak ekonomis untuk kondisi  geografis  wilayah  Indonesia  di  luar  Jawa  dan Sumatera.  Jaringan  pembangunan  pipa  di  Indonesia  bagian tengah  maupun  timur  tidak  cocok  dibangun,  untuk  itu diperlukan terminal pengangkutan dan penerima Mini LNG yang merupakan solusi yang strategis untuk menyeimbangkan kesenjangan antara pasokan dan permintaan  sehubungan  dengan  kondisi  geografis  dan  jarak antara pasokan gas dengan titik-titik penerimaan di daerah.

## Pra Desain Integrasi Mini LNG

## Plant di Gresik dan Regasifikasi Storage Unit di Smelter Banjarmasin
Lettizia Kris Harjanto, M.D. Citta Nirmala Wibowo, Gede Wibawa, dan Rizky Tertrisyanda Departemen Teknik Kimia, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) e-mail : gwibawa@chem-eng.its.ac.id
G
LNG Menuju Smelter
Salah  satu  permasalahan  pasokan  LNG  yang  dapat diselesaikan dengan pendirian pabrik ini adalah pemenuhan kebutuhan LNG sebagai bahan bakar pembangkit listrik pada industry  Smelter  Banjarmasin,  Kalimantan  Utara  yang membutuhkan pasokan LNG sebesar 15 MMSCFD (105.000 ton/tahun).

## II. URAIAN PROSES
Gambar II.1 Blok Diagram Proses Mini LNG Plant

## Gambar 1. Blok Diagram Unit Regasifikasi
Pada  pembuatan  LNG  terdapat  beberapa  proses.  Proses yang  terjadi  yaitu  persiapan  bahan  baku  pada Acid  Gas Removal  Unit serta Dehydration  Unit ,  kemudian  proses pembentukan  produk  yaitu  pada Fractionation  Unit serta Refrigeration  &  Liquefaction  Unit ,  dan  proses  sebelum penyaluran  produk  yaitu  pada Regasification  Unit .  Bahan baku  berasal  dari  Pertamina  Hulu  Energi  (PHE)  yang didapatkan  dari  sumur  Poleng,  lepas  pantai  Pulau  Madura bagian utara, yang langsung dialirkan menuju LNG Plant di Gresik  menggunakan  pipa.  Komposisi feed  gas yang digunakan  dalam  perencaan  Mini  LNG Plant dan Regasifikasi Storage Unit ini tertera pada Tabel 1.
Tabel 1. Komposisi Feed Komponen % mol Methane 84.4565 Ethane 6.1016 Propane 4.3218 i-Butane 1.0526 n-Butane 1.2761 i-Pentane 0.4421 n-Pentane 0.3151 Hexane ( + ) 0.3662 CO 2 0.6092 N 2 1.0588

## A. Acid Gas Removal Unit
Proses  pertama  yaitu  persiapan  bahan  baku,  dimana feed gas dialirkan langsung menuju Acid Gas Removal Unit . Pada Acid Gas Removal Unit , dilakukan pengabsorbsian CO 2 dari feed gas hingga kadarnya maksimum 50 ppmV dengan tujuan untuk  mencegah  terjadinya  pembekuan  CO 2 pada  saat pencairan ( liquefaction ). Proses ini juga dapat menyerap H 2 S yang terdapat dalam feed gas hingga batas maksimum 4 ppm.
Proses absorbs ini berlangsung pada temperature standard (± 30-45°C)  dan  tekanan  yang  tinggi,  sedangkan  untuk  proses regenerasi  amine  pada  temperature  tinggi  (±  80°C)  dan tekanan  rendah. Feed  gas masuk  ke Absorber  Column dari bagian bawah absorber dan akan kontak dengan lean amine yang masuk melalui bagian atas kolom dan mengalir turun ke bawah melalui tray-tray berupa sieve tray. Kemudian, di tray- tray  inilah  terjadi  proses  absorbsi  CO 2 dan  H 2 S.  Setelah meninggalkan  absorber, feed  gas akan  didinginkan  dengan melewatkannya  pada Sweet  Gas  Air  Cooler yang menggunakan  media  pendingin  berupa  udara  hingga mencapai  suhu ± 35°C dengan  maksud agar jika  masih ada moisture maupun MDEA yang terikut dalam feed gas dapat terkondensasi. Setelah itu, feed gas akan dialirkan ke Sweet Gas Flash Drum untuk memisahkannya dengan cairan yang terkondensasi. Feed gas yang keluar dari bagian atas Sweet Gas  Flash  Drum dikirim  ke Dehydration  Unit ,  sedangkan cairan  yang  berada  pada  bagian  bottom Sweet  Gas  Flash Drum akan dialirkan ke aliran regenerasi rich amine .
Proses regenerasi  amine dilakukan  menggunakan  kondisi operasi  pada  tekanan  rendah  dan  temperature  yang  cukup tinggi  sehingga  CO 2 dalam  rich  amine  dapat  terpisah. Sebelum  masuk  pada Amine  Regeneration  Column , rich amine dipanaskan  dengan  dengan  media  panas  berupa lean amine yang  berasal  dari bottom kolom  regenerasi  hingga mencapai suhu 80°C. Rich amine tersebut kemudian  masuk ke dalam kolom dan terjadi proses pemisahan CO 2 dari rich amine . Gas CO 2 , H 2 S dan uap air yang berupa gas akan keluar dari puncak kolom regenerasi dan masuk ke Air Cooler untuk didinginkan suhunya sebelum dilepas ke atmosfer, sedangkan lean amine digunakan kembali untuk menyerap CO 2 di kolom absorber.  Air  dan  MDEA  yang  dikeluarkan  dari  puncak kolom regenerasi ini bertujuan untuk membantu mendinginkan  temperature  puncak  kolom  sehingga  uap  air yang  keluar  dari  puncak  kolom  dapat  dikurangi  karena berkontak  dengan  cairan  refluks,  sedangkan  campuran  gas yang tidak dapat terkondensasi dibuang ke atmosfer. Sebelum digunakan  kembali, lean  amine yang  berasal  dari bottom kolom  regenerasi  diambil  panasnya  untuk  memanasi rich amine dan  kemudian  dinaikkan  tekanannya menggunakan Lean Amine Pump serta didinginkan menggunakan air pada Lean Amine Air Cooler .

## B. Dehydration Unit
Proses selanjutnya yaitu penghilangan kandungan air yang terdapat  dalam feed  gas pada Dehydration  Unit .  Proses  ini diperlukan  dikarenakan  air  yang  diperbolehkan  terkandung dalam feed gas untuk diolah menjadi LNG yaitu kurang dari 1 ppm. Feed gas yang telah diserap CO 2 dan H 2 S-nya ( Sweet Gas )  pertama-tama  dinaikkan  tekanannya  menjadi  35  bar dengan  menggunakan Feed  Dehydration  Compressor sebelum masuk ke dalam unit Molecular Sieve type 3A. Feed kemudian  dialirkan  ke  dalam Molecular Sieve dari  bagian atas  kolom  dehidrasi  dan  gas  yang  sudah  bebas  dari  H 2 O keluar dari bagian bawah kolom. Tujuan dari aliran feed dari atas  kolom  adalah  agar  memperbesar  waktu  kontak  antara feed  gas dengan Molecular Sieve ,  sehingga  proses  adsorbsi akan  berjalan  maksimal.  Dari molecular sieve ,  akan dihasilkan  gas  alam  sebagai  produk  atas  dengan  suhu  70°C dan  liquid  sebagai  produk  bawah  berupa  air  dengan  suhu 50°C.
Feed Gas Acid Gas Removal Unit Dehydration Unit Fractionation Unit Refrigeration & Liquefaction Unit Storage Unit Regasifikasi

## C. Fractionation Unit
Gas  yang  berasal  dari Dehydration Unit didinginkan terlebih  dahulu  menggunakan coolbox LNG Exchanger sampai suhu -53°C. Selanjutnya akan dialirkan ke dalam Pre- Cooled  LNG  Flash  Drum untuk  dipisahkan  fase  gas  dan liquidnya sehingga fase gas akan bercampur dengan fase gas dari Deethanizer  Column dan  dilewatkan  ke coolbox  LNG Exchanger untuk  diliquifaksi,  sedangkan  fase  liquidnya dimasukkan  ke Deethanizer  Column . Deethanizer  Column berfungsi  untuk  memisahkan  metana  dan  etana  dari  fraksi berat lainnya pada tekanan 30 bar.  Aliran  yang keluar dari atas  kolom  didinginkan  oleh LNG  Separator  Overhead Coole r  yang  mengakibatkan  ada  sebagian  gas  akan terkondensasi.  Gas  yang  terkondensasi  akan  dipisahkan dalam LNG  Separator  Overhead  Accumulator dan  akan dipompakan kembali sebagai reflux. Sedangkan metana dan etana  yang  tidak  terkondensasi  akan  didinginkan  dan dicairkan  dengan  menggunakan coolbox  LNG  Exchanger dengan kandungan gas metana minimal 85% mol.
Produk  bawah Deethanizer  Column akan  keluar  dari bagian  bawah  kolom  dan  dipanaskan  pada  reboiler.  Produk bawah  yang  menjadi uap dikembalikan kedalam kolom dan produk  bawah  yang  masih  berfase  liquid  dialirkan  menuju Debuthanizer  Column dengan  suhu  109.0  °C.  Kolom  ini merupakan  kolom  fraksinasi  yang  digunakan  untuk memisahkan  propane  dan  butana  dari  hidrokarbon  berat lainnya.  Produk  atas  kolom  ini  mengandung  butane  dan propana,  karena  titik  didih  propane  lebih  kecil  dari  pada butane,  sehingga  saat  butane  menguap  maka  sebelumnya propana juga menguap. Gas propane dan butana yang keluar dari  bagian  atas  kolom  akan  didinginkan  dalam  LPG Separator Overhead Cooler sampai suhunya 99.45°C. Karena fase propana dan butana setelah  keluar dari LPG Separator Overhead Cooler masih berupa vapor maka akan didinginkan kembali dengan Air Cooler sampai suhunya 40°C dan sudah berfase  liquid.  Produk  bawah  Kolom  Pemisah  LPG  berupa liquid  yang  disebut  kondensat  yang  merupakan  fraksi  berat akan  dipanaskan  dalam Reboiler .  Produk  kondensat  akan bersuhu 195°C dan sudah berfase liquid.

## D. Refrigeration & Liquefaction Unit
Sistem  refrigerasi  yang  digunakan  dalam  proses pembuatan  LNG  ini  yaitu  sistem Single  Mixed  Refrigerant dengan  refrigerant  berupa Mixed  Component  Refrigerant yang  terdiri  dari  campuran  metana,  etana,  propana,  dan nitrogen.  Unit  ini  berfungsi  untuk  mendinginkan  aliran  gas alam dan mencairkan gas alam menjadi LNG.
Gas yang akan masuk LNG Separator didinginkan terlebih dahulu dalam coolbox LNG Exchanger dengan menggunakan MCR.  Kemudian  MCR  yang  telah  menyerap  panas  akan masuk  ke  dalam First  Stage  MCR  Compressor untuk dinaikkan tekanannya menjadi 4 bar. Kemudian gas tersebut akan didinginkan di dalam MCR Intercooler Heat Exchanger sampai  35°C.  Kemudian  MCR  akan  dinaikkan  kembali tekanannya dengan menggunakan Second Stage Compressor menjadi  16.10  bar,  lalu  didinginkan  kembali  dengan menggunakan MCR Cooler . Setelah itu, MCR akan dinaikkan kembali tekanannya dengan menggunakan Third Stage MCR Compressor menjadi  64  bar  dan  kemudian  didinginkan dengan  menggunakan MCR  Aftercooler  Heat  Exchanger . Setelah  itu,  MCR  yang  telah  melalu  tahap  kompresi  akan
masuk  kedalam coolbox  LNG  Exchanger untuk  tahap pendinginan  oleh  MCR  itu  sendiri.  Kemudian,  MCR  yang keluar  dari coolbox  LNG  exchanger akan  diekspansikan dengan MCR Expansion Valve sehingga tekanannya 0.5 bar dan  -165.6  °C.  MCR  yang  telah  dingin  ini  siap  untuk mendinginkan aliran  yang akan menuju Fractionation Unit , mencairkan LNG yang keluar dari atas kolom LNG separator menjadi  produk  LNG,  serta  untuk  mendinginkan  MCR  itu sendiri. Sehingga MCR yang telah keluar dari coolbox akan berubah fasenya menjadi uap dan akan masuk ke dalam MCR Compressor .
LNG  yang telah  menjadi liquid keluar dari coolbox pada suhu  -151.8°C  dengan  tekanan  28.90  bar.  Aliran  ini kemudian  diturunkan  tekanannya  menjadi  2  bar  dengan Expansion Valve dengan suhu -153.8°C. Aliran ini kemudian dimasukkan ke dalam LNG Flash Tank untuk dipisahkan fase gas dan liquidnya, sehingga fase gasnya akan menjadi bahan bakar (fuel gas) dan fase liquid dikirim ke LNG Storage Tank .

## E. Regasification Unit
Unit regasifikasi ini merupakan unit untuk mengubah LNG menjadi  gas  alam  kembali  sehingga  dapat  digunakan  dan disalurkan langsung ke konsumen. Plant ini berada di tempat tujuan  dekat  power  plant  yang  berada  di  Smelter Banjarmasin.  Proses  regasifikasi  LNG  ini  dilakukan  di terminal  daratan  dengan  menggunakan  media  pemanas berupa steam.
LNG  pada  suhu  -153.8°C  dari storage  tank dialirkan masuk  menuju LNG  Pump untuk  dinaikkan  tekanannya menjadi  36  bar  ( high  pressure  jet  pump )  sesuai  dengan tekanan    yang  dibutuhkan  untuk  LNG  yang  memasuki smelter.  Aliran  ini  kemudian  menuju  ke Open  Rack Vaporizers . Vaporizers ini  menggunakan  steam  sebagai pemanas, dimana pada alat tersebut terjadi pertukaran panas antara  LNG  yang  bersuhu  -160°C  dengan  steam  yang kemudian menghasilkan gas alam dengan suhu 30°C dengan tekanan 36 bar. Pada storage tank , terdapat boi- off gas yang memiliki  suhu  -153.8°C  dan  tekanan  1  bar  yang  kemudian masuk  ke LNG  Vapor  Compressor untuk  dinaikkan tekanannya menjadi 36 bar. Keluaran kompresor ini memiliki suhu  72.6°C  sehingga  kemudian  dilewatkan  pada Heat Exchanger untuk menurunkan suhunya menjadi 30°C. LNG boil-off gas yang keluar dari HE ini kemudian digabungkan dengan aliran LNG yang berasal dari Open Rack Vaporizers dan  langsung  dialirkan  menuju  Smelter  Banjarmasin menggunakan pipa, dengan suhu 29.13°C dan tekanan 36 bar.

## III. MATERIAL BALANCE
Berdasarkan  hasil  perhitungan material  balance pada pabrik integrasi Mini LNG plant dan regasifikasi storage unit membutuhkan  bahan  baku  awal  berupa  gas  alam  sebanyak 153.000  ton/tahun,  MDEA  sebnayak  1,17  ton/tahun,  dan molecular sieve sebanyak 0,3151 ton/tahun yang menghasilkan  LNG  sebanyak  128.000  ton/tahun  dengan spesifikasi  HHV  sebesar  1061  BTU/scf,  kandungan  metana 91%,  butana  0,1%,  kandungan  CO 2 sebesar  1  ppmV,  dan kandungan H 2 S sebesar 1 ppmV. Selain itu, juga dihasilkan LPG  mix  sebanyak  8.000  ton/tahun  dengan  spesifikasi kandungan campuran propane dan butana sebesar 98%, serta condensate sebanyak 2.000 ton/tahun dengan spesifikasi reid vapour pressure sebesar 1,2 psig.

## IV. ANALISA EKONOMI
Dari  hasil  perhitungan  neraca  ekonomi,  didapatkan Total Cost Investment untuk pabrik ini sebesar Rp 1.093.115.731.297, Internal  Rate  of  Return (IRR) sebesar 33,83%, Net  Present  Value (NPV)  12  tahun  sebesar 59.990.000  US$,  dan  waktu  pengembalian  modal  ( Pay  Out Time )  selama  4  tahun  2  bulan.  Pabrik  beroperasi  secara kontinyu selama 330 hari dan 24 jam.

## V. KESIMPULAN
Hasil analisa perhitungan pada Pra Desain  Integrasi Mini LNG Plant dan Regasifikasi Storage Unit diperoleh beberapa kesimpulan antara lain :
- Dari segi teknis :
 Kapasitas produksi yang mampu dihasilkan sebesar 128.000 ton LNG/tahun serta 8.000 ton LPG/tahun.
 Lokasi  pendirian  pabrik  adalah Kota  Gresik,  Jawa Timur dengan target distribusi Smelter Banjarmasin, Kalimantan Selatan.
 Bentuk  hukum  perusahaan  yang  direncanakan adalah Perseroan Terbatas (PT).
 Bentuk  organisasi  yang  direncanakan  adalah organisasi  sistem  garis  dan  staf  dengan  jumlah tenaga kerja yang dibutuhkan sebanyak 205 orang. Dari segi ekonomis :
 Modal investasi           : 81.667.000 US$
 Biaya produksi per tahun    : 76.100.000 US$
 Hasil jual produk per tahun  : 101.030.000 US$
 Laba bersih per tahun      : 24.920.000 US$
 Internal Rate of Return : 33,83%
 Pay Out Time : 4 tahun 2 bulan
 Net Present Value 12 tahun  : 59.990.000 US$
Dari  hasil  analisa  baik  aspek  teknis  dan  ekonomis  dapat disimpulkan  bahwa  pabrik  Integrasi  Mini  LNG Plant dan Regasifikasi Storage Unit ini layak untuk didirikan.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] Brownell,  Lloyd  E.  and  Edwin  H.  Young.  1979. Process  Equipment Design . New Delhi :   Wiley Eastern Limited
[2] Caswell, Chris. 2014. Liquefied Natural Gas (LNG) . SPE Roughneck Camp.
[3] Gas  Processors  Suppliers  Association.  2004. Engineering  Data  Book FPS  Version  Volume  I  &  II .  Oklahoma:  Gas  Processors  Suppliers Association.
[4] Geankoplis,  Christie  J.  1983. Transport  Process  and  Separation Process Principles 2 nd Edition . Massachusetts: Allyn and Bacon, Inc. [5] Habibullah,  Arif,  Peter  Lardi,  dan  Matthew  Passmore.  2009. LNG Conceptual  Design  Strategies .  San  Antonio:  88th  GPA  Annual Convention.
[6] Himmelblau,  David  M.  1996. Basic  Principles  and  Calculation  in Chemical Engineering . New Jersey : Prentice Hall International Inc.
[7] International  Gas  Union.  2015. Small  Scale  LNG .  Paris:  World  Gas Conference.
[8] Kern, Donald Q. 1965. Process Heat Transfer . Singapore: McGraw- Hill Book Company, Inc.
[9] Kirk and Othmer. 1967. Encyclopedia of Chemical Technology . New York: John Wiley and Sons.
[10] Kunert, Sebastian dan Oystein Bruno Larsen. 2010. Small is Beautiful – Mini LNG Concept . Norway: Hamworthy Gas Systems AS.
[11] Levenspiel,  Octave.  1999. Chemical  Reaction  Engineering  (3rd Edition) . New York: John Wiley and Sons, Inc.
[12] Ludwig,  Ernest  E.  1997. Applied  Process  Design  for  Chemical  and Petrochemical  Plants  Volume  2  Third  Edition. Houston:  Gulf Publishing Company.
[13] McCabe.W.L.  and  Smith.J.C.  1985. Operasi  Teknik  Kimia .  Jakarta: Erlangga.
[14] Moon,  J.W.,  Y.P.  Lee,  Y.W.  Jin,  E.S.  Hong  dan  H.M.  Chang.  2007. Cryogenic  Refrigeration  Cycle  for  Re-Liquefaction  of  LNG  Boil-Off Gas . Colorado: International Cryocooler Conference, Inc.
[15] Nuswantara,  Muhammad  Rum  Pandu,  Wiryawan  Priharmanto  dan Gede Wibawa. 2014. Regasification of LNG (Liquefied Natural Gas) . JURNAL TEKNIK POMITS. Vol. 3:2.
[16] Perry,  Robert  H.  1999. Perry’s Chemical Engineers’ Handbook (7th Edition) . New York: McGraw-Hill Book Company, Inc.
[17] Peters,  Max  S.  dan  Klaus  D.  Timmerhaus.  1958. Plant  Design  and Economics for Chemical Engineers 4th Edition . Singapore: McGraw- Hill Book Co.
[18] Smith,  JM,  H.C.  Van  Ness  dan  M.M.  Abbot.  1987. Introduction  to Chemical  Engineering  Thermodynamics  (4th  Edition) .  New  York: McGraw-Hill Book Company, Inc.
[19] Ulrich,  Gael  D.  1984. A  Guide  to  Chemical  Engineering  Process Design and Economics . New York: John Wiley and Son, Inc.
[20] Wisnu,  Monica,  Fatika  Ellena,  Winarsih  dan  Gede  Wibawa.  2013. Studi Awal Desain Pabrik Mini LNG dari Gas Alam dengan Kapasitas Feed 20 MMSCFD . JURNAL TEKNIK POMITS. Vol 2:1.
[21] Winata, Adi Indra. 2008. Perancangan Shell and Tube Heat Exchanger Tipe Fixed Head dengan Menggunakan Desain 3D Template . Jakarta: Universitas Indonesia.